关于新一轮电力体制改革路径的探索与思考

我国用电终端电价水平发展不均衡，形成交叉补贴。工业大用户电价偏高(电价成本敏感，电压等级与负荷率高，用电量大，电价成本降低的效应明显)，居民电价较低(供电环节末端，电压等级与负荷率最低，供电成本较高，用电量较少，对电价成本不太敏感，电力浪费较为严重)，居民电价与工业电价的比价小于1，远低于欧美发达国家2.0 的平均水平。

我国电能供需失衡，供需双方很难直接交易，电能资源未充分利用。直购电试点之外地区的普通工业用户都不能与电力供给方直接交易，这种供需未打通的体制下，电力资源宽松、能源资源富集的地区发电企业按计划上网，造成大量电能资源未能得到充分利用;且跨区输电通道不畅，电力资源在区域间调剂余缺能力较差，东北、内蒙古电力富余，常年供过于求，发电设备平均利用小时低于缺电的华北和广东地区。

此外，尽管我国输配电网投资建设逐年增加，但是区域间输配效率较低。近年来输配电网建设稳步增加，电网累计投资逐渐超过电源投资，但是在当前供需失衡的电力体制下，输配效率仍然较低，跨区输配通道项目上马迅速，未考虑地区之间的电力资源供需情况，“山西—湖北100万伏交流特高压试验示范工程”运行以来并未提高输配效率(山西省与湖北省均无多余的电可供外送);又如“连接内蒙古呼伦贝尔和辽宁的±500千伏直流工程”，投资60多亿元，2010 年竣工投运以来每年可向东北地区的负荷中心输送180亿千瓦时的电量，但是内蒙古与东北电力市场均供大于求，发电机组年利用小时数逐年降低。

近年来，我国光伏、风电装机容量总量较大，增速较高。2013年我国光伏新增装机容量达12.92GW，占全球年装机量的30.5%，其中光伏电站装机12.12GW，分布式光伏0.8GW，2010~2013年均增长278%;风电累计装机容量 91.4GW，同比增长 21.4%，居世界第一。

这也导致了我国新能源丰富地区并网消纳问题严峻。一般来说，新能源丰富的地区用电负荷较小，外送通道容量有限，系统调峰能力严重不足，无法满足大规模的新能源送出与消纳要求，若新能源大规模并网，其电量在省内消纳必然会挤压其他电源的市场空间，导致火电企业全面减产亏损，所以我国一直存在新能源并网消纳问题。

数据显示，在风电资源消纳方面，2013年西北电网和东北电网风电利用小时数均低于华中电网和华东电网，东三省仍是“弃风”问题最突出的地区，其中吉林省“弃风”率居全国之首，“弃风”率近50%;光伏资源消纳方面，截至2014年8月，局部地区“弃光”限电仍然较为严重，除江苏省外，西北地区几个光伏大省中，甘肃省近年8月份利用小时数最低，个别电站弃电量达40%。

新一轮电改正当其时

新一轮电改时点与2002年类似，整体环境较为宽松稳定，对电力行业震动较小。2002年我国刚刚加入WTO 组织，固定资产投资与进出口贸易发展较快，且电力行业盈利状况整体保持平稳，故2002年推出电力改革不会对当时经济与电力行业产生较大震动，于是2002年“厂网分离、主辅分离”等改革措施有较为宽松的改革大环境。